estimasi cadangan migas berdasarkan analisis …repository.lppm.unila.ac.id/7872/1/jurnal ordas...

Jurnal Geofisika Eksplorasi, Juni 2018 ISSN: 2356-1599

1

ESTIMASI CADANGAN MIGAS BERDASARKAN ANALISIS PETROFISIKADAN INTERPRETASI SEISMIK PADA FORMASI TALANG AKAR DAN

FORMASI LEMAT DI LAPANGAN “RF” CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

Sidharta Pratiknyo1,a), Ordas Dewanto1,b), Nandi Haerudin1), Sulistiyono2)

1)Teknik Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung2)PPPTMGB LEMIGAS

a)[email protected], b)[email protected]

ABSTRAK

Estimasi jumlah cadangan terkira pada Lapangan “RF” sangat diperlukan untuk pengembanganlapangan dan meningkatkan produktivitas cadangan minyak dan gas bumi pada lapangan minyak bumitersebut. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung cadangan minyak dan gas bumi pada Lapangan“RF” dengan metode volumetrik menggunakan besaran fisis dan net to gross (N/G) yang diperoleh darianalisis petrofisika serta interpretasi seismik untuk memperoleh volume bulk reservoar. Parametertersebut digunakan untuk menentukan besar cadangan minyak bumi (OOIP) dan gas bumi (OGIP) padaFormasi Talang Akar dan Formasi Lemat di daerah penelitian. Berdasarkan analisis kualitatif data logdiketahui bahwa litologi yang berkembang pada daerah penelitian yaitu batupasir dan serpih. Darianalisa kuantitatif secara rata-rata nilai kandungan volume serpih (Vsh) di bawah 30%, porositas efektifdi atas 12%, saturasi air efektif (Sw) di bawah 70%, permeabilitas di atas 13 mD dengan kandunganminyak dan gas bumi. Dari analisis petrofisika diketahui tiga zona reservoar di daerah penelitian yaituTAF-SS-A, TAF-SS-B dan LEMAT-SS. Berdasarkan hasil interpretasi seismik diketahui bahwastruktur geologi yang berkembang pada daerah penelitian adalah sesar normal yang berarah timurlaut-baratdaya dan baratlaut-tenggara. Masing-masing struktur secara umum relatif terpisah dengan batasGOC (Gas Oil Contact) ataupun batas OWC (Oil Water Contact) yang berbeda. Berdasarkan hasilperhitungan cadangan minyak dan gas bumi dengan metode volumetrik, total OOIP pada FormasiLemat sebesar 7.85 MMSTB dan total OGIP pada Formasi Talang Akar sebesar 1.343,15 MMSCF.

ABSTRACT

Estimation of probable reserves in the Field “RF” is indispensable for the development of the field andincrease the productivity of oil and gas in the petroleum field. This research aims to calculationreserves of oil and gas in the Field “RF” by volumetric method using physical quantities and net togross (N/G) obtained from petrophysical analysis and seismic interpretation to gain bulk volumereservoir. These parameters are used to define of petroleum reserves (OOIP) and gas reserves (OGIP)on Talang Akar Formation and Lemat Formation in the area of research. Based on the analysis ofqualitative data logs, it is known that litologi evolve on area of research that is sandstone and shale.From quantitative analysis is known an average value of shale volume content (Vsh) below 30%,effective porosity above 12%, effective water saturation (Sw) below 70%, permeability above 13 mDwith oil and gas content. From the petrophysical analysis is known three zone of reservoir in the area ofresearch that is TAF-SS-A, TAF-SS-B and LEMAT-SS. Based on the results of seismic interpretationis known that geological structure evolve in the area of research is the normal fault towards northeast-southwest and northwest-southeast. Each structure in general relatively detached with GOC (Gas OilContact) boundaries or OWC (Oil Water Contact) boundaries are different. Based on the results of thecalculation of the oil and gas reserves with the volumetric method, a total of OOIP on Lemat Formationis 7.85 MMSTB and a total OGIP on Talang Akar Formation is 1.343,15 MMSCF.

Keywords: Petrophysical Analysis, Seismic Interpretation, Net to Gross, OOIP, OGIP.


2

I. PENDAHULUAN

Saat ini ketergantungan akan energiminyak bumi masih sangat tinggi, begitupula di Indonesia. Akan tetapi peningkatankebutuhan akan penyediaan minyak bumitidak seimbang dengan kemampuan dalammemproduksi minyak bumi. Bahkan tingkatproduktivitas semakin menurun dan sumur– sumur tua yang sebelumnya dianggaptidak layak produksi kini kembali ditinjau.

Lokasi dari penelitian ini berada padaLapangan “RF” yang terletak di daerahCekungan Sumatera Selatan, denganformasi yang menjadi obyek penelitianmerupakan reservoar Formasi Talang Akardan Formasi Lemat.

Untuk meningkatkan produktivitas padalapangan minyak bumi tersebut, studigeofisika dan geologi terus dilakukan.Adapun studi geofisika yang kerapdilakukan adalah analisis petrofisika daninterpretasi seismik. Analisis petrofisikamerupakan hal yang penting dilakukansebelum perhitungan cadangan. Analisis inibertujuan untuk mengetahui parameterfisika batuan seperti kandungan serpih,porositas, permeabilitas dan saturasi airdalam suatu formasi. Sedangkan metodeinterpretasi seismik dilakukan untukmendapatkan gambaran struktur bawahpermukaan sehingga dapat menentukanbentukan lapisan prospek di bawahpermukaan bumi. Berdasarkan analisispetrofisika dan interpretasi seismik tersebutdapat diestimasi apakah hidrokarbon yangterletak pada lapangan tersebut dapatmenghasilkan energi yang besar danbernilai ekonomis atau tidak.

Adapun tujuan dari penelitian ini adalahsebagai berikut:1. Menentukan zona reservoar berdasarkan

interpretasi data log (analisis kualitatifpetrofisika & analisis kuantitatifpetrofisika).

2. Menentukan ketebalan bersih (netpayzone) setiap sumur berdasarkan analisiskuantitatif petrofisika danmengintegrasikan ke dalam dataseismik.

3. Pemodelan peta GOC (gas oil contact)dan peta OWC (oil water contact)berdasarkan peta depth structure daninterpretasi batas gas oil contact (GOC),batas oil water contact (OWC) serta batasgas water contact (GWC).

4. Menentukan besar cadangan volumetrikminyak bumi (OOIP) dan gas bumi(OGIP) menggunakan integrasi peta depthstructure, nilai gas oil contact (GOC),nilai oil water contact (OWC) dan nilaivolume bulk reservoir (Vb).

Adapun batasan masalah pada penelitianini yaitu penelitian ini difokuskan padaanalisis petrofisika terhadap data sumurpemboran dan interpretasi data seismik.Analisis petrofisika ini bertujuanmemperoleh nilai properti batuan sepertikandungan serpih (Vsh), porositas batuan(ϕ), saturasi air (Sw), dan permeabilitas (K)serta nilai net to gross (N/G) suatu reservoar.Sedangkan interpretasi seismik dilakukanuntuk memperoleh volume bulk reservoar(Vb) berdasarkan geometrinya. Prosesanalisis lain yang dilakukan hanyalahsebagai pendukung untuk memperoleh hasilakhir yang sesuai. Hasil akhir penelitian iniberupa besar cadangan hidrokarbon ditempat (OGIP dan OOIP) yang terkandungdalam suatu reservoar menggunakan metodeperhitungan volumetrik.

II. TINJAUAN PUSTAKA

Lokasi pada penelitian ini berada didaerah Cekungan Sumatera Selatan danterletak di Provinsi Sumatera Selatan denganIbu kota Palembang.

Geologi Cekungan Sumatera Selatanmerupakan suatu hasil kegiatan tektonikyang berkaitan erat dengan penunjamanLempeng Indo-Australia, yang bergerak kearah utara hingga timur laut terhadapLempeng Eurasia yang relatif diam(Pulunggono, 1984). Zona penunjamanlempeng meliputi daerah sebelah barat PulauSumatera dan selatan Pulau Jawa. Beberapalempeng kecil (micro-plate) yang berada di


3

antara zona interaksi tersebut turut bergerakdan menghasilkan zona konvergensi dalamberbagai bentuk dan arah. Penunjamanlempeng Indo-Australia tersebut dapatmempengaruhi keadaan batuan, morfologi,tektonik dan struktur di Sumatera Selatan(Bishop, 2001).

III. TEORI DASAR

A. Metode Well Logging

Logging merupakan suatu metodepengukuran besaran-besaran fisik batuanterhadap kedalaman lubang bor. Sesuaidengan tujuan logging yaitu menentukanbesaran-besaran fisik batuan maka dasardari logging itu sendiri adalah sifat-sifatfisik atau petrofisik dari batuan (Harsono,1997). Terdapat beberapa jenis log yangdigunakan dalam eksplorasi geofisikakhususnya dalam penelitian ini, yaitu:

1. Log ResistivitasResistivitas atau tahanan jenis suatu

batuan adalah suatu kemampuan batuanuntuk menghambat jalannya arus listrikyang mengalir melalui batuan tersebut.Nilai resistivitas rendah apabila batuanmudah untuk mengalirkan arus listrik,sedangkan nilai resistivitas tinggi apabilabatuan sulit untuk mengalirkan arus listrik.Log resistivitas digunakan untukmendeterminasi zona hidrokarbon dan zonaair, serta dapat mengindikasikan zonapermeabel dengan mendeterminasiporositas resistivitas, karena batuan danmatrik tidak konduktif, maka kemampuanbatuan untuk menghantarkan arus listriktergantung pada fluida dan pori (Harsono,1997).

2. Log Gamma Ray (GR)Log gamma ray merupakan suatu

kurva dimana kurva tersebut menunjukkanbesaran intensitas radioaktif yang adadalam formasi. Log ini bekerja denganmerekam radiasi sinar gamma alamiahbatuan, sehingga berguna untukmendeteksi atau mengevaluasi endapan-endapan mineral radioaktif seperti

Potasium (K), Thorium (Th), atau bijihUranium (U) (Harsono, 1997).

3. Log DensitasLog densitas merupakan kurva yang

menunjukkan besarnya densitas (bulkdensity) dari batuan yang ditembus lubangbor dengan satuan gram/cm3. Prinsip dasardari log ini adalah dengan menembakkansinar gamma kedalam formasi, dimana sinargamma ini dapat dianggap sebagai partikelyang bergerak dengan kecepatan yang sangattinggi. Banyaknya energi sinar gamma yanghilang menunjukkan densitas elektron didalam formasi, dimana densitas elektronmerupakan indikasi dari densitas formasi(Rider, 2002).

4. Log NeutronPrinsip dasar dari log neutron adalah

mendeteksi kandungan atom hidrogen yangterdapat dalam formasi batuan denganmenembakan atom neutron ke formasidengan energi yang tinggi. Neutron adalahsuatu partikel listrik netral yang mempunyaimassa hampir sama dengan atom hidrogen.Partikel-partikel neutron memancarmenembus formasi dan bertumbukan denganmaterial formasi, akibat dari tumbukantersebut neutron akan kehilangan energi.Energi yang hilang saat benturan denganatom di dalam formasi batuan disebutsebagai porositas formasi (фN) (Rider,2002).

B. Interpretasi Kualitatif dan KuantitatifPara ahli geologi telah sepakat bahwa

penentuan lingkungan pengendapan dapatdilihat dari bentuk kurva log terutama loggamma-ray (GR) dan spontaneous potensial(SP). Tidak adanya bentuk kurva log yangunik dari setiap lingkungan pengendapanmembuat interpretasi berdasarkan datatersebut sangat beresiko tinggi. Interpretasilingkungan pengendapan yang cukup akuratdidapat dari data core. Interpretasi datawireline log secara kuantitatif denganmengamati bentuk defleksi kurvamenggunakan rumus perhitungan. Metode inidapat digunakan untuk menentukan porositas,permeabilitas, saturasi air, saturasihidrokarbon maupun kandungan shale dalam


4

reservoar. Adapun parameter yang dihitungdalam analisis kuantitatif petrofisika, yaitu :

1. PorositasPenentuan harga porositas pada lapisan

reservoir menggunakan gabungan hargaporositas dari dua kurva yang berbeda, yaituporositas densitas (ϕD) yang merupakanhasil perhitungan dari kurva RHOB danporositas neutron (ϕ N) yang dibaca darikurva NPHI.

...........................................(2.1)

.........................................(2.2)

..................................(2.3)

Keterangan:ɸD = Porositas densitas (fraksi)ρma = Densitas matriks batuan (gr/cc)ρb = Densitas matriks batuan dari log

(gr/cc) atau RHOBρf = Densitas fluida batuan (nilai 1,1

untuk mud, 1 untuk fresh water)ɸtot = Porositas total (fraksi)ɸN = Porositas neutron / NPHI (fraksi)ɸeff = Porositas efektif (fraksi)

2. Saturasi airSaturasi atau kejenuhan air formasi adalah

rasio dari volume pori yang terisi oleh airdengan volume porositas total (Harsono,1997).

..................................................(2.4)

..........................................(2.5)

Keterangan:F =Faktor Resistivitas Formasia =Koefisien litologi (batugamping a=1,

batupasir a=0.65)φ =porositas densitas neutronm =Faktor sementasi (batugamping m=2,

batupasir m=2.15)Sw =Saturasi air formasi

F =Faktor formasiRw =Resistivitas air formasiRt =Resistivitas formasi, dibaca dari kurva

resistivitas

3. Volume ShaleVolume Shale merupakan kandungan shale

pada formasi.

..............................(2.6)

Keterangan :Vsh = Volume ShaleGR log = GR hasil pembacaan log gammarayGR max = GR maksimumGR min = GR minimum

Dimana volume shale (Vsh) dapat dihitungdengan persamaan: Untuk batuan yang lebih tua (older rock),

consolidated:Vsh = 0.33 [2(2 x IGR) –1.0].....................(2.7)

Untuk batuan tersier (tertiary rock),unconsolidated:Vsh = 0.083 [2(3.7 x IGR) – 1.0]................(2.8)

C. Metode Pendekatan PerhitunganVolume BulkPerhitungan volume reservoar dilakukan

dengan menggunakan persamaan trapezoidalatau piramidal, yang dipengaruhi rasio luasantara kontur satu dengan kontur yang beradadiatasnya. Perbandingan antara luas areadiatas dan dibawah tersebut dikenal denganrasio area yang dirumuskan sebagai berikut:

.............................................(2.9)

Dimana:= Luas area yang dilingkupi kontur n+1

(m2)= Luas area yang dilingkupi kontur n

(m2)

Pendekatan metode dalam perhitungan bulkvolume (Vb) reservoir, yaitu:1. Metode Pyramidal

Metode ini digunakan bila harga


5

perbandingan antara kontur yang berurutankurang atau sama dengan 0,5 atau < 0,5.

Persamaan yang digunakan adalah :

V x

( ....(2.10)

2. Metode TrapezoidalMetode ini digunakan bila harga

perbandingan antara kontur yang berurutanlebih dari 0,5 atau > 0,5. Persamaan

yang digunakan adalah:

x

( .............................(2.11)

Keterangan :Vb = Volume bulk (m3)h =Interval garis – garis netpay area

(m2)An =Luas daerah yang dibatasi oleh

netpay terendah (m2)An+1 =Luas daerah yang dibatasi oleh garis

netpay tertinggi (m2) (Tearpock &Bischke, 1991).

D. Penentuan Cadangan Hidrokarbondengan Metode VolumetrikPerhitungan cadangan hidrokarbon terdiri

dari perhitungan cadangan minyak (OriginalOil In Place/OOIP) dan gas (Original Gas InPlace/OGIP). Persamaan yang digunakanuntuk menghitung cadangan hidrokarbondalam reservoar secara volumetrik yaitu:

1. Original Oil In Place (OOIP)

,STB

(2.12)

Keterangan:OOIP = Original oil in place (STB)7758 = Faktor konversi dari acre.feet ke

BBL.BarrelVb = Volume bulk reservoar (acre.feet)Φ = Porositas efektif rata-rata (fraksi)Sw = Saturasi air rata-rata (fraksi)

= Net sand to gross sand (fraksi)

Boi = Faktor volume formasi minyakmula-mula, BBL/STB

2. Original Gas In Place (OGIP)

,SCF (2.13)

Keterangan:OGIP = Original gas in place (SCF)43560 = Faktor konversi dari acre.feet ke ft3

Vb = Volume bulk reservoar (acre.feet)Φ = Porositas efektif rata-rata (fraksi)Sw = Saturasi air rata-rata (fraksi)

= Net sand to gross sand (fraksi)Bgi = Faktor volume formasi gas

mula-mula, BBL/SCF(Triwibowo, 2010).

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Lokasi PenelitianPenelitian ini dilakukan di Bidang KP3T

Eksplorasi 3 Pusat Penelitian danPengembangan Teknologi Minyak dan GasBumi (PPPTMGB) “LEMIGAS”, JakartaSelatan dan Gedung L Teknik GeofisikaUnila. Dengan pusat kajian penelitian beradadi daerah Cekungan Sumatera Selatan.

B. Bahan dan Alat PenelitianAdapun bahan dan alat yang digunakan

saat penelitian Tugas Akhir ini yaitu sebagaiberikut:

1. Data Sumur pada penelitian ini terdiri dari4 data sumur, yaitu sumur SP–1, sumurSP–2, sumur SP–3, dan sumur SP–4.Masing-masing pada data sumur tersebutmemiliki variasi log (Log Gamma Ray,Log Density, Log Neutron Porosity, LogResistivity, Log Sonic, Log Caliper,Koordinat X-Y, Marker Geologi, DataWell Header dan Data Core Sumur SP–2).

2. Data Eksplorasi Geofisika (Seismik 2DPSTM) dengan jumlah lintasan seismiksebanyak 14 lintasan .

3. Data Checkshot terdiri dari Data CheckshotSDR-3 dan SDR-4.


6

4. Data Geologi Regional dan StratigrafiArea Penelitian.

5. Data Marker dan Data Well Header6. Laptop dan Software Pengolahan.

C. Prosedur PenelitianAdapun prosedur penelitian Tugas Akhir

ini yaitu sebagai berikut:1. Pengolahan Data Sumur dan

Perhitungan Properti Petrofisika.

Pengolahan data sumur dilakukandengan dua tahapan yaitu tahap interpretasikualitatif dan interpretasi kuantitatif.Interpretasi kualitatif dilakukan secara quicklook guna membantu menginterpretasikanzona porous permeable, ketebalan dan bataslapisan, jenis litologi atau mineral, dan fluidapengisi formasi pada sumur yang teramati.Sedangkan interpretasi kuantitatif bertujuanuntuk menghitung volume shale (Vsh),menghitung porositas efektif (PHIE),penentuan resistivas air (Rw), menghitungnilai saturasi air (Sw), menghitung nilaipermeabilitas serta penentuan net to gross dizona netpay reservoar.

2. Pengolahan Data Seismik danInterpretasi Seismik.

Pengolahan data dan interpretasi seismikdilakukan dengan menentukan batas gas oilcontact (GOC) dan oil water contact (OWC)ataupun gas water contact (GWC) yang akandigunakan sebagai dasar penentuan volumearea hidrokarbon (volume bulk reservoir).Penentuan kontak fluida pengisi reservoartersebut didasarkan pada analisis petrofisikayang kemudian diintegrasikan ke dalam dataseismik (depth structure map).

3. Perhitungan Cadangan Volumetrik.

Perhitungan cadangan hidrokarbon secaravolumetrik dilakukan berdasarkan parameterpetrofisika yang diperoleh dari hasil analisispetrofisika. Parameter petrofisika yangdigunakan adalah nilai porositas batuan (ϕ),saturasi air (Sw), net to gross (N/G) padazona netpay dan faktor volume saturasifluida (Boi atau Bgi)

D. Diagram Alir PenelitianDiagram alir penelitian secara umum

dapat dilihat pada Gambar 1.

V. PEMBAHASAN

A. Pengolahan dan Analisis Petrofisika

Pengolahan data sumur dan analisispetrofisika dilakukan pada 4 sumur yangmemiliki rekaman data log yang cukuplengkap di Lapangan RF yakni sumur SP–1dengan kedalaman MD 689.8 – 1702.3 meter,sumur SP–2 dengan kedalaman MD 703 –1499 meter, sumur SP–3 dengan kedalamanMD 25 – 1804 meter, sumur SP–4 dengankedalaman MD 5.9 –1325.9 meter.1. Interpretasi Kualitatif

Pada interpretasi kualitatif petrofisikadilakukan secara quick look yang bertujuanuntuk menginterpretasikan zona porouspermeable, ketebalan reservoar dan bataslapisan reservoar, jenis litologi atau mineral,dan fluida pengisi formasi pada sumur. Padainterpretasi kualitatif, digunakan log gammaray untuk mengidentifikasi zona permeable.Interpretasi kualitatif berikutnya dilakukandengan melihat cross-over kurva neutronporosity hydrogen index (NPHI) terhadapkurva bulk density (RHOB) yang telah di-overlay sebelumnya dengan range kurvaberlawanan. Kurva dengan cross-over padazona permeable mengindikasikan reservoarhidrokarbon. Pada daerah penelitian yangberada pada Formasi Talang Akar danFormasi Lemat dan memiliki litologi dominanbatupasir (sandstone) mengakibatkan defleksikurva log gamma ray cenderung menuju keskala rendah (<60API).

Pada Gambar 2, perubahan dari warnakuning hingga menuju warna birumenunjukkan perubahan nilai resistivitasrendah menuju tinggi pada sumur penelitian.Pernyataan ini sesuai dengan data well headeryang memberikan informasi bahwa jenishidrokarbon yang berada pada daerahpenelitian ini cenderung berupa gas alam danminyak bumi.

2. Interpretasi KuantitatifInterpretasi kuantitatif dilakukan untuk

menentukan nilai beberapa properti reservoarpada sumur penelitian. Beberapa propertireservoar yang penting dilakukan perhitungan


7

dalam penelitian ini adalah kandunganlempung/shale (Vcl) atau serpih (Vsh)tergantung litologi pengotornya, perhitunganporositas efektif (PHIE), penentuan nilairesistivitas air (Rw), perhitungan nilaipermeabilitas (K) dan perhitungan nilaisaturasi air (Sw).

Dalam penelitian ini, berdasarkan tinjauangeologi regional area penelitian, diketahuibahwasannya litologi penyusun formasitarget adalah batupasir (sandstone) dan jenisreservoarnya termasuk bersifat bersih (tidakada selingan batuserpih). Selain itu,berdasarkan dari data well header analysispada Tabel 1, perhitungan saturasi air (Sw)menggunakan metode Archie. Oleh sebabitu, maka pada penelitian ini perhitungansaturasi air (Sw) menggunakan metodeArchie, dengan model porosita adalahNeutron Density.

Berdasarkan analisis kuantitatif data logdisimpulkan bahwa nilai rata-rata porositas(ϕ) pada sumur SP–1 sebesar 14.92% yangtergolong porositas baik (Koesoemadinata,1978), nilai rata-rata nilai saturasi air (Sw)sebesar 41.68%, dan nilai rata-ratakandungan serpih (Vsh) sebesar 7.57%. Padasumur SP–2, nilai rata-rata porositas (ϕ)sebesar 12.84%, nilai rata-rata nilai saturasiair (Sw) sebesar 39.85%, dan nilai rata-ratakandungan serpih (Vsh) sebesar 13.60%.Pada sumur SP–3, nilai rata-rata porositas (ϕ)sebesar 15.60%, nilai rata-rata nilai saturasiair (Sw) sebesar 41.98%, dan nilai rata-ratakandungan serpih (Vsh) sebesar 12.70%.Dan, pada sumur SP–4, nilai rata-rataporositas (ϕ) sebesar 12.60%, nilai rata-ratanilai saturasi air (Sw) sebesar 39.35%, dannilai rata-rata kandungan serpih (Vsh)sebesar 9.0%.

Hasil Interpretasi Kuantitatif pada sumurpenelitian dapat dilihat pada Gambar 3hingga Gambar 6.

3. Lumping PetrofisikaPada tahap lumping petrofisika diperoleh

nilai cut-off properti reservoar tiap sumurpenelitian yaitu porositas sebesar 11.4 %,volume shale (Vsh) sebesar 30.7%, dan nilaisaturasi air (Sw) sebesar 70 %. Selain itu,lumping petrofisika digunakan sebagai

penentuan zona netpay daerah penelitian.Ketebalan bersih (netpay zone) pada sumurSP–1 adalah sebesar 12.30 meter TVDSS,sumur SP–2 adalah sebesar 15.74 meterTVDSS, sumur SP–3 adalah sebesar 11.28meter TVDSS, dan pada sumur SP–4 adalahsebesar 12.60 meter TVDSS. Kompilasi Cut-Off Reservoir Summary Hasil Lumping TiapSumur dapat dilihat pada Tabel 2.

4. Analisis Kontak Fluida DalamReservoarPenentuan batas kontak fluida antara zona

gas dengan zona minyak, zona minyak denganzona air atau zona gas dengan zona air, yangmasing-masing disebut sebagai Gas-OilContact (GOC), Oil-Water Contact (OWC)serta Gas-Water Contact (GWC), perludiketahui dalam upaya menghitung ataumemperkirakan volume minyak atau gasmula-mula di tempat (Original Oil In Placeatau Original Gas In Place).

Diperoleh nilai cutoff batas GOC padalapisan TAF-SS-A adalah 1328m TVDSS,nilai cutoff batas GOC pada lapisan TAF-SS-B1 adalah 1355m TVDSS, sedangkan batasOWC pada TAF-SS-B2 adalah 1365mTVDSS dan batas OWC pada lapisanLEMAT-SS adalah 1415m TVDSS.

B. Pengolahan dan Interpretasi Seismik

Pada pengolahan data seismik digunakandata seismik 2D berformat .segy denganjumlah sebanyak 12 line seismik. Pengolahanmelibatkan data seismik Post Stack TimeMigration (PoSTM) lapangan ukur, datacheckshot TWT dan data sumur besertamarker geologinya.

1. Interpretasi Horizon dan Patahan padaData SeismikInterpretasi seismik pada penelitian ini

terdiri dari interpretasi horizon daninterpretasi patahan. Dalam analisis daninterpretasi bawah permukaan Lapangan RFini menggunakan lintasan seismik 2 dimensimeliputi analisis picking horizon seismik padaFormasi Talang Akar dan Formasi Lemat.

Berdasarkan hasil analisis dan interpretasiseismik, masing-masing horizon dapat


8

dilakukan penarikan dan penelusuran disemua bagian lintasan seismik. Interpretasihorizon dapat dilihat pada Gambar 7.Sedangkan interpretasi struktur pada daerahpenelitian mengacu pada penarikan strukturgeologi (patahan) pada data seismik.Berdasarkan hasil interpretasi pada daerahpenelitian, dinterpretasikan terjadi padaperiode tektonik ekstensional yaitu terjadipada kala Oligocene. Kejadian tektonikekstensional memiliki orientasi sesar berarahnortheast-southwest. Hasil interpretasipatahan dapat dilihat pada Gambar 8.2. Pemodel

an Peta Gas-Oil Contact (GOC) danPeta Oil-Water Contact (OWC)Pemodelan peta gas-oil contact (goc) dan

peta oil-water contact (owc) dilakukansetelah terselesaikannya analisis daninterpretasi peta bawah permukaan padazona target penelitian. Berikut ini merupakanpemodelan peta gas-oil contact (goc) danpeta oil-water contact (owc), yaitu :

a. Peta Gas-Oil Contact (GOC) PadaLapisan TAF-SS-A.Berdasarkan interpretasi dan analisis data

seismik horizon TAF-SS-A melampar cukupluas di semua bagian daerah penelitian. Darikenampakan pada peta, terlihat adanyastruktur sesar normal yang berkembang padalapisan TAF-SS-A. Sesar-sesar tersebutberarah northeast-southwest dan northwest-southeast yang mencerminkan arah tektonikekstensional pada masa pembentukannya.Batas goc pada lapisan TAF-SS-A adalah1328m TVDSS. Hasil pemodelan peta gas-oil contact (goc) horizon TAF-SS-A dapatdilihat pada Gambar 9.

b. Peta Gas-Oil Contact Dan Oil-WaterContact (OWC) Pada LapisanTAF-SS-B.Berdasarkan interpretasi dan analisis data

seismik horizon TAF-SS-B, melampar cukupluas di semua bagian daerah penelitian. Darikenampakan pada peta, terlihat adanyastruktur sesar normal yang berkembang padalapisan TAF-SS-B. Sesar-sesar tersebutberarah northeast-southwest dan northwest-southeast yang mencerminkan arah tektonik

ekstensional pada masa pembentukannya.Batas goc pada lapisan TAF-SS-B 1355mTVDSS, sedangkan batas owc pada TAF-SS-B adalah 1365m TVDSS. hasil pemodelanpeta gas-oil contact (goc) dan oil-watercontact (owc) horizon TAF-SS-B dapat dilihatpada Gambar 10.

c. Peta Oil-Water Contact (OWC) PadaLapisan LEMAT-SS.Berdasarkan interpretasi dan analisis data

seismik horizon LEMAT-SS melampar cukupluas di semua bagian daerah penelitian. Darikenampakan pada peta, terlihat adanyastruktur sesar normal yang berkembang padalapisan LEMAT-SS. Sesar-sesar tersebutberarah northeast-southwest dan northwest-southeast yang mencerminkan arah tektonikekstensional pada masa pembentukannya.Batas owc pada lapisan LEMAT-SS adalah1415m TVDSS Hasil pemodelan peta oil-water contact (owc) horizon LEMAT-SSdapat dilihat pada Gambar 11.

C. Perhitungan Volumetrik CadanganHidrokarbonTahapan terakhir dari penelitian ini adalah

perhitungan cadangan hidrokarbon yangmerupakan tahapan untuk mengetahuibesarnya cadangan hidrokarbon dalam suatureservoar. Hasil perhitungan volume reservoarpada lapisan target penelitian dilihat padaTabel 3. Adapun data faktor volume formasiminyak dan data faktor volume formasi gasbumi pada daerah penelitian, dapat dilihatpada Tabel 4. Hasil estimasi cadanganminyak bumi dan gas bumi pada FormasiTalang Akar dan Formasi Lemat di LapanganRF dapat dilihat pada Tabel 5 dan Tabel 6pada Lampiran.

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

A. KesimpulanBerdasarkan penelitian yang telah dilakukan

maka dapat disimpulkan bahwa:1. Litologi di daerah penelitian di

dominasi oleh batupasir. Fluida yangterdapat pada daerah penelitian yaitu gasbumi, minyak bumi dan air.


9

2. Pada sumur SP–1 nilai porositas (ϕ),nilai Sw, nilai Vsh berturut-turut adalah14.92%, 41.68%, 7.57%. Sumur SP–2,adalah 12.84%, 39.85%, 13.60%. Padasumur SP–3 adalah 15.60%, 41.98%,12.70%. Dan, pada sumur SP–4, adalah12.60, 39.35%, 9.0%.

3. Ketebalan bersih (netpay zone) sumurSP-1, SP-2, SP-3, SP-4 berturut-turutadalah 12.30 meter TVDSS, 15.74 meterTVDSS, 11.28 meter TVDSS, dan 12.60meter TVDSS.

4. Nilai cutoff batas GOC lapisan TAF-SS-A adalah 1328m TVDSS, nilai cutoffbatas GOC lapisan TAF-SS-B adalah1355m TVDSS, sedangkan batas OWCpada TAF-SS-B adalah 1365m TVDSSdan batas OWC lapisan LEMAT-SSadalah 1415m TVDSS.

5. Hasil perhitungan cadangan gas bumisebesar 1.343,15 MMSCF. Sedangkanuntuk total cadangan minyak bumiadalah sebesar 7.85 MMSTB.

B. SaranBerdasarkan pembahasan pada bab

sebelumnya, penulis menyarankan perludilakukan proses Inversi Seismik (InversiImpedansi Akustik) untuk mengetahuipersebaran properti reservoar secara lateraldi daerah penelitian. Selain itu, padapenelitian lebih lanjut disarankan untukmelengkapi hasil uji laboratorium sepertinilai Rw, data analisis fluida reservoar sertadata analisis batuan inti pada penelitianlanjutan dengan alasan untuk meningkatkanvaliditas data.

UCAPAN TERIMA KASIH

Penulis mengucapkan terima kasih kepadaBapak Sulistiyono, S.T., M.Si. sebagaipembimbing penelitian di perusahaan, sertaBapak Dr. Ordas Dewanto S.Si., M.Si danBapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.T.yang telah membimbing dan memberikandukungan terhadap penyelesaian penelitianini.

DAFTAR PUSTAKA

Bishop, M. G. 2000. Petroleum Systems OfThe Northwest Java Province Java andOffshore South East Sumatra Indonesia.Colorado: USGS.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi danAplikasi Log Petrofisika: Edisi Revisi -8. Schlumberger Oil Services:Indonesia.

Pulunggono, A. 1984. SumatranMicroplates, Their Characteristics AndTheir Role In The Evolution Of TheCentral And South Sumatra Basins.Proceeding Indonesian PetroleumAssociation (IPA) 13th AnnualConvention, hlm. 121-143.

Rider, M. 2002. The GeologicalInterpretation of Well Logs : SecondEdition. Sutherland : Skotlandia.

Tearpock, D., & Bischke, R. 1991. AppliedSubsurface Geological Mapping. NewJersey: Prentice-Hall PTR.

Triwibowo, B. 2010. Cut-Off Porositas,Volume Shale, Dan Saturasi Air UntukPerhitungan Netpay Sumur OLapangan C Cekungan SumateraSelatan. Jurnal Ilmiah MTG, 3 (2).


10

LAMPIRAN

Gambar 1. Diagram Alir Penelitian

Gambar 2. Interpretasi kualitatif petrofisika pada tampilan Triple ComboSumur Penelitian


11

Gambar 3. Interpretasi kuantitatif petrofisika pada Sumur SP-1




12


Gambar 7. Tampilan Picking Horizon

Gambar 8. Tampilan Picking Fault


13

Gambar 9. Pemodelan Peta GOC lapisan TAF-SS-A (-1328m TVDSS)

Gambar 10. Pemodelan Peta GOC (-1355m TVDSS) dan OWC lapisan TAF-SS-B(-1365m TVDSS)

Gambar 11. Pemodelan Peta OWC lapisan LEMAT-SS (-1415m TVDSS)


14

Tabel 1. Data Well Header Daerah Penelitian.

Tabel 2. Nilai Cut-Off Reservoar Daerah Penelitian.

Tabel 3. Perhitungan Volume Bulk Formasi Talang Akar Dan Formasi Lemat.

Tabel 4. Faktor Volume Formasi Minyak Dan Gas Bumi Daerah Penelitian.

Tabel 5. Estimasi Cadangan Gas Bumi Formasi Talang Akar Dan Formasi Lemat.

Tabel 6. Estimasi Cadangan Minyak Bumi Formasi Talang Akar Dan Formasi Lemat.

estimasi cadangan migas berdasarkan analisis …repository.lppm.unila.ac.id/7872/1/jurnal ordas...

Documents